一、新能源发电龙头，装机带动营收净利双增

（一）三峡集团旗下新能源发电龙头

新能源运营龙头。公司成立于 1985 年，前身为中国水利实业开发总公司，1999 年公司被 转划至国务院。2008 年经国务院国资委批准，公司与三峡总公司完成重组，成为其全资子公 司。2019 年变更为股份有限公司，同时更名中国三峡新能源（集团）股份有限公司。公司聚焦 于新能源发电领域，在以“风光三峡”和“海上风电引领者”作为战略目标，积极发展风电、 光电项目的同时，稳定推进中小水电业务，是新能源发电领域的佼佼者。作为三峡集团新能源 业务战略实施主体。目前公司业务已覆盖全国 30 个省区，装机规模和盈利能力等均位于国内 新能源企业第一梯队，具有完备的发电、运营等能力。

背靠三峡集团，长远发展有保障。截止 2022 年一季度末，三峡集团直接持有 48.92%公司 股份，通过三峡资本间接持有 3.49%公司股份，合计持股比例达 52.41%，是公司实际控制人， 故三峡集团在公司的经营方针、战略制定等重大决策上具有话语权。此外，三峡集团作为央企 以及全球最大的水电开发运营企业和我国最大的清洁能源集团，在把控新能源未来的发展方 向和定位上具有优势，有助于为公司长远发展提供保障。

（二）21 年装机规模同比增长 47%，带动营收净利双增

深耕新能源发电，装机规模快速提升。公司近年来深耕新能源发电领域，截至 2021 年末， 公司累计装机容量 2289.6 万千瓦，较 2020 年末投产装机容量增长 47%。其中风电累计装机容 量 1426.9 万千瓦，较 2020 年末增长 61%；太阳能发电累计装机容量 841.2 万千瓦，较 2020 年末增长 29%。

21 年发电量大幅提高。根据公司披露的经营数据，2021 年公司累计总发电量 330.69 亿 千瓦时，较上年同期增加 42.5%，主要原因是新增项目投产发电、总装机容量同比增加等。其 中，风电完成发电量 228.89 亿千瓦时，较上年同期增加 44.70%，其中陆上风电完成发电量 194.58 亿千瓦时，较上年同期增加 46.09%，海上风电完成发电量 33.31 亿千瓦时，较上年同 期增加 36.97%；太阳能完成发电量 94.99 亿千瓦时，较上年同期增加 42.91%；水电完成发电 量 7.81 亿千瓦时，较上年同期减少 2.98%。公司新能源装机规模稳步扩张，发电量大幅提高， 风电、光伏优势明显。

受装机规模扩大影响，营收利润快速增长。2021 年，公司实现营业收入 154.84 亿元（同 比+36.85%）；实现归母净利润 56.42 亿元（同比+56.26%）；实现扣非归母净利润 50.67 亿元 （同比+45.53%）。2022 年 Q1，公司实现营业收入 57.89 亿元（同比+51.84%）；实现归母净利 润 22.64 亿元（同比+51.45%）；实现扣非归母净利润 22.64 亿元（同比+52.29%）。在新能源装机规模快速扩张、发电量和上网电量不断增长的带动下，公司近年来业绩的表现亮眼。

风电和光电营收占比不断扩大，系公司主要收入来源。公司的主营业务包括风力发电、光 伏发电和中小水电业务等。公司以“海上风电引领者”为战略目标，积极发展风电，风力发电 营收占比稳中有增，整体保持在 60%左右；公司重视风光电协同发展，光伏发电的营收占比也 稳定维持在 30%左右，是公司第二大收入来源。近年来随着公司风电、光电装机规模的快速扩 张，公司风、光电优势地位明显，预计未来风、光电将持续保障公司的长期业绩。

（三）盈利能力持续增强，新能源补贴款有望加速收回

盈利能力持续增强。2017 年-2021 年，公司毛利率由 53.96%升至 58.41%，增加了 4.44pct; 2022 年一季度，公司毛利率实现 67.22%，继续维持增长。毛利率提升主要是由于公司新能源 发电项目营收占比提升，而随着高毛利的海风业务快速发展，公司综合毛利率还有进一步提升 的空间。此外，随着国家逐步解决新能源消纳问题，各省市弃风弃光率逐年下降，整个风电和 光伏板块的毛利率也逐年上升。

费用率稳中有降，财务费用占比高。2022 年一季度，公司期间费用率为 23.14%，其中财 务费用占公司期间费用比重超过 3/4。2017-2021 年期间费用率由 26.02%降至 24.87%。公司 2018 年财务费用率降低主要系引入战略投资者，利用部分募集资金偿还了一些利率较高的贷款，使得借款规模基本保持稳定，2019 和 2020 年公司财务费用率基本稳定。公司直接对接各 地方电网公司销售电力产品，不涉及销售环节，因此基本无销售费用。随着业务规模快速扩大， 规模效应显现，管理费用率稳中略有下降。

资产负债率有所上升，经营性现金流表现较好。2021 年公司资产负债率为 64.73%，较年 2020 年末降低 2.70pct，主要是由于公司新增项目投产发电、总装机容量较上年同期有所增 加，同时产业链投资收益增加；2022 年一季度末，公司资产负债率为 66.76%，较 2021 年末有 所提升。近三年，随着公司资产规模的扩大以及工程建设投入的增加，负债规模不断扩大，资 产负债率持续上升。然而与同业相比，公司资产负债率依然处于较低位置，将更有利于公司后 续通过债券融资、定向增发、银行借贷等方式补充资本金。随着公司新能源装机量和发电量的 增长，售电收入不断增长，经营活动现金流净额持续增加，2021 年经营活动现金流净额为 88.18 亿元，2017-2021 年复合增速 17.1%。

可再生能源存量补贴发放有望提速，公司现金流或将得到明显改善。根据公司年报披露的 信息，2021 年末公司应收账款为 189.71 亿元，其中新能源补贴款 181.73 亿元，占应收账款 96%。近两年公司新能源装机量、发电量快速提升，应收账款的体量随着发电收入的增长而增 加，而较长的可再生能源补贴发放周期也拉低了公司的应收账款周转率。22 年 3 月，财政部 发布的 2022 年中央和地方预算草案中，提出要推动解决可再生能源发电补贴资金缺口。随后 财政部发布的《2022 年中央政府性基金支出预算表》显示，今年“其他政府性基金支出”中的“中央本级支出”达 4528 亿元，较去年增加 3600 亿元，增长的中央支出，部分或用来解决新 能源补贴拖欠问题。在存量补贴得到逐步解决后，新能源项目的现金流有望显著提升，带动新 项目投资建设加速。（报告来源：未来智库）

二、“十四五”能源规划发布，助力绿电快速发展

（一）“双碳”目标下，风电、光伏装机将迎来快速增长

“十四五”能源规划发布，积极推动能源结构转型。2022 年 3 月，国家发改委与国家能 源局联合印发了《“十四五”现代能源体系规划》，对“十四五”时期我国构建现代能源体系、 推动能源高质量发展等工作进行规划和部署。针对电力行业，在总装机量、非化石能源发电比 重、人均年生活用电量、煤电机组灵活性改造等多个方面均发布了定量目标。

终端用能电气化水平持续提高。2020 年以来，我国不断强化经济社会绿色转型的顶层设 计，为电气化发展营造了良好的政策环境，中国电气化发展进入以绿色低碳电力供应为牵引、以终端能源消费电气化为主线、以技术创新和体制改革为驱动的新阶段。从消费侧看，终端能 源消费电气化水平稳步提升。根据规划，到 2025 年，全国电能占终端用能比重要达到 30%左 右，我国未来用能端电气化转型潜力巨大。

电源发展动力由传统煤电向清洁能源转变。截至 2021 年末，全国发电装机容量 23.8 亿 千瓦，同比增长 7.9%。其中，非化石能源装机容量 11.2 亿千瓦，同比增长 13.4%，占总装机 容量的 47%，同比提高 2.3 个百分点，历史上首次超过煤电装机比重。根据《“十四五”现代 能源体系规划》，到 2025 年，我国发电装机总容量达到约 30 亿千瓦，其中明确常规水电装机 量达到 3.8 亿千瓦，抽水蓄能装机量达到 6200 万千瓦，核电装机量达到 7000 万千瓦。根据以 上数据测算，预计 2025 年风电和光伏合计装机量达 11 亿千瓦左右，非化石能源发电装机容量 将超过总装机容量的 50%。在“双碳”目标催化下，电源发展动力由传统煤电向新能源转变。

新能源利用小时数仍有提升空间。2021 年，全国发电设备利用小时 3817 小时，同比提高 60 小时。其中，水电设备利用小时 3622 小时、核电 7802 小时、并网风电 2232 小时、并网太 阳能发电 1281 小时、火电 4448 小时。预计“十四五”期间水电、核电利用小时数保持稳定， 风电和光伏利用小时数较 2021 年或有下降。风电方面，由于 2021 年来风情况较好，风电利用 小时数较高，后续年份未必能够延续 2021 年的来风情况，但随着高利用小时数的海上风电装 机规模增长，预计 2025 年并网风电利用小时数在 2200 小时左右；光伏方面，随着分布式光伏 发电装机规模的增加，整体光伏发电平均利用小时数可能会小有波动，预计 2025 年并网光伏发电利用小时数为 1300 小时左右。

各地积极鼓励增加可再生能源建设和消费。2021 年 9 月，国家发改委发布《完善能源消 费强度和总量双控制度方案》，其中明确提到，对于达到该地区激励性可再生能源电力消纳责 任权重的地区，超出最低线以上的消纳量即不计入该地区年度与五年规划当期能源消费总量 考核。而 21 年 12 月召开的中央经济工作会议则提出“新增可再生能源和原料用能不纳入能源 消费总量控制”。对于地方政府和工业企业而言，新建可再生能源项目、增加可再生能源消纳 都不会占用区域的能耗指标，对新能源的接受程度也会大大提高。

政策保障下，新能源利用效率维持高位。我国出台多项政策保障可再生能源并网消纳，国 家能源局印发的文件中指出，要建立保障性并网、市场化并网等并网多元保障机制，各省（区、 市）完成年度非水电最低消纳责任权重所必需的新增并网项目，由电网企业实行保障性并网。 2021 年，全国并网风电利用小时数为 2232 小时，同比提高 154 小时，弃风率 3.1%；光伏发电 利用小时数为 1281 小时，与上年总体持平，弃光率为 2.0%。在政策保障下，我国新能源发电 利用效率维持高位。

可再生能源 LCOE 持续下降，新能源发电经济性显著提升。根据 IRENA 发布的数据，2020 年中国光伏发电 LCOE 为 0.044 美元/千瓦时，比全球光伏发电 LOCE 低 0.013 美元/千瓦时， 较 2010 年下降 85.6%；2020 年中国陆上风电 LCOE 为 0.033 美元/千瓦时，比全球陆上风电LOCE 低 0.006 美元/千瓦时，较 2010 年下降 54.8%。随着未来风电规模的增加，技术的更新迭 代，我国新能源发电 LCOE 成本将更具优势，逐渐成为电力供应的主力。

随着成本下降，新能源发电逐步实现平价上网。2021 年 6 月，国家发改委发布《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》，其中提到从 2021 年起对新备案的集中式光伏、工 商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴。因此存量补贴风电及光伏项 目在 2021 年完成并网后，2022 年我国新能源将正式全面迈入平价时代。

绿电交易赋予绿色电力环境价值。2021 年 9 月，国家发改委、国家能源局共同推动在北 京、广州两大电力交易中心开展绿色电力交易试点工作，并在中长期电力交易框架下，设立独 立的绿电品种。从广东、江苏公布的 2022 年电力市场年度交易结果来看，绿电交易价格全面 高于当地煤电基准价，广东省绿电交易价格高于火电。通过市场价格信号，体现了绿色电力除 电能价值以外的环境价值。

碳排放管控支撑绿电溢价。2021 年欧洲议会通过了碳边境调剂机制（CBAM）的决议，正 式启动立法进程。2023 年至 2025 年为过渡期，CBAM 将配合欧盟排放交易体系政策于 2026 年 起生效，覆盖行业为水泥、钢铁、铝、化肥、电力等。CBAM 的实施方式为欧盟各成员国主管部 门向各国高排放商品的进口商按需出售 CBAM 凭证，这将会增加我国企业的出口成本，削弱在 欧洲市场的竞争力。因此国内的出口企业更有意愿使用绿电去节约碳边境税带来的成本增长， 绿电溢价将得到支撑。根据一般经验，如果采用绿电代替煤电，度电减排 700-800g 二氧化碳， 我们测算，当碳价在 50 元/吨的时候，企业能够接受的绿电溢价大概在 0.035-0.04 元/度之 间，随着未来碳价的进一步升高，不使用绿电的消费者承担的碳成本比例就越高，对绿电的需 求和溢价的接受度也就越高。

可再生能源补贴或将加速发放。22 年 3 月，财政部发布文件提到“要推动解决可再生能 源发电补贴资金缺口”，随后发改委、财政部、能源局联合下发《关于开展可再生能源发电补 贴自查工作的通知》，结合中央政府性基金支出预算中“其他政府性基金支出” 从 2021 年的 928 亿元增加至 4528 亿元，同比增长 387.9%。综合各方判断，长久以来的新能源补贴拖欠问 题或将得到解决。

截止 2021 年底，我国可再生能源补贴拖欠累计达 4000 亿元左右，可再生能源补贴长期拖 欠问题一直以来较为严重，对开发商企业现金流有着很大影响，如果能解决补贴问题，运营商 现金流状况有望显著改善，也可以带动整个产业链的发展。

新能源运营商有望享受量价齐升的红利。“双碳”目标加速能源转型，根据 2022 年 3 月 《“十四五”现代能源体系规划》，我们预计 2025 年全国风电、光伏装机将分别达到 525GW 和 643GW，22-25 年风电、光伏年均新增装机将分别达到 49GW 和 84GW；绿电交易赋予环境价 值，有望增厚新能源运营商利润。从广东、江苏公布的 2022 年电力市场年度交易结果来看， 绿电价格高于煤电基准价 6-7 分。而随着政策支持以及碳排放管控等因素，绿电交易规模有望 进一步扩大。

（二）政策推动、成本降低，海上风电发展前景可期

中国海风资源丰富，开发潜力大。中国拥有超过 1.8 万公里的海岸线，海上风能资源丰 富，集中在中东部及南部等能源负荷中心区。根据《“十四五”规划和 2035 年远景目标纲要》 中的目标，“十四五”期间我国拟建设广东、福建、浙江、江苏、山东等海上风电基地。根据 中国工程院研究，若仅考虑 0-50 米海深、平均风功率密度大于 300 瓦/平方米的开发区域，按 照平均装机密度 8 兆瓦/平方千米计算，理论上我国海上风电装机容量可达到 30 亿千瓦。

海上风电优势显著。2011-2020 年我国海上风电装机 CAGR 高达 44.70%，高于同期风电整 体新增装机量 CAGR（12.77%）。退补抢装背景下，2021 年我国海上风电异军突起，全年新增 装机量 16.90GW，同比增长 452%。

近年全球海上风电投资成本和度电成本快速下降。近年来，随着技术进步和规模化发展， 海上风电的投资成本和度电成本均呈现较明显的下降趋势。根据国际可再生能源机构（IRENA） 的统计，2010-2020 年间，海上风电的单位千瓦投资下降 32%，度电成本下降了 48%。

2022 年退补后开启平价时代。2014 年 6 月，国家发改委发布《关于海上风电上网电价政 策的通知》，明确潮间带风电项目含税上网电价为每千瓦时 0.75 元，近海风电项目含税上网 电价为每千瓦时 0.85 元，标杆电价的出台推动了我国海上风电快速发展。2019 年财政部等三 部委印发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，明确从 2022 年开始，中央 财政不再对新建海上风电进行补贴，鼓励地方政府自行补贴支持本省海上风电项目的而建设。

沿海各省积极推动海上风电发展，海上风电发展前景可期。根据统计，目前已有 6 省公布 了“十四五”期间的海上风电发展规划，合计新增装机规模超过 50GW。此外，海上风能资源最 为丰富的福建暂未对外公布具体目标，预计其“十四五”新增海上风电装机不低于 10GW。“十 四五”是海上风电的关键培育期 ，2026-2035 年将迈入海上风电产业成熟期，省补或将退出 从而实现真正的平价上网。随着“碳达峰、碳中和”目标的推进，海上风电将成为新型电力系 统的重要组成部分，未来发展前景可期。

相比陆上风电，海上风电具备风电机组发电量高、单机装机容量大、机组运行稳定以及不 占用土地，不消耗水资源，适合大规模开发等优势。同时，海上风电一般靠近传统电力负荷中 心，便于电网消纳，免去长距离输电的问题，因而全球风电场建设已出现从陆地向近海发展的 趋势。

（三）预计 2025 年风电、光伏装机规模分别达到 525GW、643GW

我们依据当前国内电力行业发展形势，对以风电和光伏为代表的新能源发电进行规模测 算，测算流程如下：

根据国家发改委和能源局发布的《“十四五”现代能源体系规划》中提到的定量目标，关 于用电量，《规划》提出人均年生活用电量达到 1000 千瓦时左右。参考过去经验，居民用电 量占全社会用电量比重 14%，则预计 2025 年依然维持该比例，则 2025 年全社会用电量约 10 万亿千瓦时。每年发电量与用电量相近，因此 2025 年发电量也在 10 万亿千瓦时左右。

关于装机，《规划》提出 2025 年我国非化石能源发电比重为 39%，非化石能源装机中， 常规水电装机 3.8 亿千瓦，核电装机 7000 万千瓦。据此可算出 2025 年风电装机规模将达到 5.25 亿千瓦，22-25 年均新增装机 49GW；光伏累计装机规模将达到 6.43 亿千瓦，22-25 年均 新增装机 84GW。（报告来源：未来智库）

三、承载集团转型重任，海风先发优势明显

（一）承载三峡集团转型重任，十四五末公司规划总装机 50GW

三峡集团水电业务发展空间有限，新能源将成为未来主要发力方向。公司实控人三峡集团 是全球最大的水电开发企业，但长期来看，其在水电领域的发展面临一定困境。一方面，在水 电领域集团被其他央企追赶；另一方面，受资源条件、站址、经济性限制，国内水电未来发展空间并不大，因此，三峡集团将新能源业务作为新的发展方向。作为全球一流的清洁能源集团， 三峡集团在规模上还有一定差距，特别是在新能源领域需要开足马力。“十四五”期间三峡集 团提出的目标是新能源装机实现 70-80GW 的水平。

“十四五”末公司力争总装机规模达到 50GW。公司作为三峡集团旗下新能源发电主体， 承担未来集团主要新能源装机责任。根据公司披露的信息，公司多模式多渠道获取项目开发资 源，2021 年新增项目核准/备案、新增建设指标均超过 16GW。根据公司的总体发展规划，预计 “十四五”期间每年新增装机规模保持稳定增长，力争“十四五”末总装机规模达到 50GW，较 公司 2021 年 22.9GW 装机容量，存有 1 倍以上成长空间，预计剩余“十四五”年份期间年均新 增装机达到 7GW 左右。

央企背景加持，公司债务融资优势突出。根据统计，公司多年发债的票面利率均在 4%以 下，对于重资产新能源发电业务而言，低融资利率不仅可以降低公司成本端支出，还可以有效 地提升新能源项目回报、扩大市场份额。

（二）风光并举、海陆共进，优质项目全国布局

公司项目所处地区资源较为充沛。自公司进入新能源发电领域以来，运营项目遍地开花， 现已覆盖全国 30 个省、自治区和直辖市。由于各地风光资源禀赋不同，因此处于不同区域的 机组，其利用小时数、上网电价都会存在一定差异。

风电资源优势显著，毛利率处于较高水平。公司风力发电装机主要分布在内蒙古、江苏、 新疆等风源良好的区域，而集中连片规模化海上风电项目，主要位于辽宁、江苏及福建、广东 等地。2021 年公司风电利用小时数达 2314 小时，超全国平均水平 68 小时。公司风电业务毛 利率相比同行业公司较高，且保持稳中有升的态势，2021 年为 60.40%，主要是由于公司业务 分布在全国各地，且沿海地区海上风电占比逐年提升，因而受弃风弃光的限电影响相对较小。

光伏业务利用小时数居前，毛利率处于行业中等水平。公司有序推进大规模集中式光伏发 电，探索光伏+等业务发展模式，已投产光伏项目已遍及甘肃、青海等 21 个省区。2021 年公 司光伏利用小时数达 1385 小时，超全国平均水平 222 个小时。公司光伏业务毛利率处于行业 中等水平，2021 年为 55.52%。其中太阳能光伏发电业务毛利率较高是由于其存在光伏组件制 造业务，内部采购价格较低，因而造价较低。

公司近年来风电上网电价稳中有升，光伏上网电价呈现下降趋势。2021 年公司风电、光 伏度电平均上网电价分别为 456 元/兆瓦时、530 元/兆瓦时，处于行业偏低水平。2018 年风电 上网电价有所降低主要系新增风电项目电价较往年有所下降；2019 年起逐渐提高主要系电价 较高的海上风电占比逐步提高。公司光伏电价持续下降主要系国家推进平价上网，新项目上网 电价有所下降，且公司参加光伏市场化交易有所增加。

（三）海风先发优势明显，2021 年市占率达到 17%

国补退坡，地补接力，海上风电行业平稳发展。2021 年广东省发布了《促进海上风电有 序开发和相关产业可持续发展的实施方案》，方案提出，自 2022 年起省财政对省管海域未能享 受国家补贴的项目进行投资补贴，项目并网价格执行我省燃煤发电基准价（平价），推动项目 开发由补贴向平价平稳过渡。其中：补贴范围为 2018 年底前已完成核准、在 2022 年至 2024 年全容量并网的省管海域项目，对 2025 年起并网的项目不再补贴；补贴标准为 2022 年、2023 年、2024 年全容量并网项目每千瓦分别补贴 1500 元、1000 元、500 元。东南沿海省份财政较 为充足，且受到环保要求和产业布局的考虑，对海上风电需求较高，将大概率在国补退坡后接 力地补，为海上风电的平稳发展保驾护航。

公司积极探索海上风电技术创新，实施了一批优质海上风电项目。在江苏响水打造我国首 批近海海上风电项目，建设亚洲首座 220 千伏电压等级的海上升压站，敷设国内首条 220 千伏 三芯海缆。在大丰 H8-2 海上风场打造目前国内在建的离岸最远的海上风电项目，并在国内首 次采用海上高压并联电抗站，解决海上风电远海电能送出难题。在大连庄河建成我国东北地区 首个核准及开工建设的海上风电项目，并应用国内首个抗冰锥设计风机基础。在三峡能源江苏 如东海上风电项目实现国内首个海上风电高电压柔性直流输电的示范应用，同时推动换流阀、 海底电缆、控制保护系统、海上换流平台等国产化进程。在广东阳江阳西沙扒海上风电场，结 合地质情况，不断优化基础设计，率先在广东海域成功应用大直径单桩基础。

公司海上风电先发优势明显，市场占有率居国内前列。作为国内最早布局海上风电的企业 之一，先发优势明显，海上风电资源储备居国内前列。2021 年末已投运海风规模超过 450 万 千瓦，占全国市场份额的 17.34%，排名行业第一，远超其他电力央企，集中连片规模化开发 格局成型；2021 年末公司公布的海上风电在建规模共 298.2 万千瓦。

抢装高补贴海风项目，保障未来业绩高增长。由于海上风电国补于 2022 年正式取消，2021年出现海风抢装潮。在公司 2021 年抢装获取高补贴电价项目中，福建兴化湾二期海上风电项 目为“抢装潮”下公司首个全容量并网发电的海上风电项目，广东阳江沙扒海上风电项目为国 内首个百万千瓦级海上风电基地，江苏如东海上风电项目为亚洲首个采用柔性直流输电技术 的海上风电项目，江苏大丰海上风电二期项目为目前国内离岸最远的海上风电项目。2021 年 公司新增海风装机 323.7 万千瓦，占全国新增海上风电规模的 19.15%。公司作为海上风电引 领者的地位进一步夯实，高补贴电价项目也将保障公司未来业绩的高增长。

四、盈利预测

根据公司的总体发展规划，预计“十四五”期间每年新增装机规模保持稳定增长，力争“十 四五”末总装机规模达到 50GW，较公司 2021 年 22.9GW 装机容量，存有 1 倍以上成长空间， 预计剩余“十四五”年份期间每年新增装机 7GW。

截至 2021 年末，公司投产装机容量合计 2289.6 万千瓦，较 2020 年末投产装机容量增长 47%。其中，风电装机 1426.9 万千瓦（包括陆上风电为 969.9 万千瓦、海上风电为 457 万千 瓦），较 2020 年末增长 61%；太阳能发电装机 841.2 万千瓦，较 2020 年末增长 29%。

公司“十四五”末装机超 50GW；2021 年新增项目核准/备案、新增建设指标均超过 16GW， 资源储备充足。假设 2022-2024 年陆风新增装机容量为 130/150/150 万千瓦,2024 年陆上风电 装机达 1400 万千瓦；假设 2022-2024 年海风新增装机容量为 193/200/200 万千瓦,2024 年海 上风电装机达 1050 万千瓦；假设 2022-2024 年光伏新增装机容量为 309/300/300 万千瓦,2024 年光伏装机达 1750 万千瓦；假设未来公司将保持现有中小水电厂业务规模，未来无新增装机。

料来源：wind、中国银河证券研究院 基于以上假设，我们预计公司 2022、2023、2024 年归母净利分别为 82.73 亿元、96.20 亿元、113.23 亿元，EPS 为 0.29 元、0.34 元、0.40 元，当前股价对应 PE 为 20.6x、17.5x、 14.9x。公司作为三峡集团新能源业务战略实施主体，装机增长确定性高；且海风先发优势明 显，集中连片规模化开发格局成型，海上风电引领者的地位有望进一步夯实。